(57)【要約】  本発明の電力供給方法は、再生可能エネルギーを利用して発電装置により発電する工程と、蓄電装置に発電装置により発電された電力を蓄電する工程と、発電装置または蓄電装置からの電力を電力系統に供給する工程と、予め決定された蓄電装置の最大充電レートと、予め決定された蓄電装置の最大放電レートとに基づいて、電力系統に供給される電力を平滑化する工程とを含む。
2011078151.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
再生可能エネルギーを利用して発電装置により発電する工程と、
蓄電装置に前記発電装置により発電された電力を蓄電する工程と、
前記発電装置および前記蓄電装置の少なくとも一方からの電力を電力系統に供給する工程と、
予め決定された前記蓄電装置の最大充電レートと、予め決定された前記蓄電装置の最大放電レートとに基づいて、前記電力系統に供給される電力を平滑化する工程と、を含む、電力供給方法。
【請求項２】
前記平滑化工程は、ある時点において前記最大充電レートにより前記蓄電装置を満充電するために必要な時間である充電継続時間が、前記時点において前記最大放電レートにより前記蓄電装置を完全放電するために必要とされる時間である放電継続時間と略等しくなるように、前記電力系統に電力を供給する工程を含む、請求項１に記載の電力供給方法。
【請求項３】
前記平滑化工程は、前記発電装置の発電量データに基づいて前記電力系統に供給する電力の目標出力値を算出する工程を含み、
ある時点において前記最大充電レートで前記蓄電装置を満充電するために必要な時間である充電継続時間が、前記時点において前記最大放電レートで前記蓄電装置を完全放電するために必要な時間である放電継続時間よりも長いときに、前記蓄電装置に充電するために前記目標出力値よりも低い電力を供給し、
前記充電継続時間が前記放電継続時間よりも短いときに、前記蓄電装置を放電するために前記目標出力値よりも高い電力を放電する、請求項１に記載の電力供給方法。
【請求項４】
前記発電装置の発電量が所定の発電量以上で、かつ、前記発電装置の発電量の変化量が所定の変化量以上である場合に、前記平滑化工程を行う、請求項１に記載の電力供給方法。
【請求項５】
前記平滑化工程は、前記発電装置の発電量データに基づいて前記電力系統に供給する電力の目標出力値を算出する工程を含み、
前記算出工程では、前記発電装置の発電量データが定期的に取得されており、前記平滑化工程の初期および終期の少なくとも一方の期間以外の期間は、前記平滑化工程の初期および終期の少なくとも一方の期間よりも、発電量データの取得期間を短くして前記目標出力値を算出する、請求項４に記載の電力供給方法。
【請求項６】
再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置および前記発電装置により発電された電力を蓄電する蓄電装置を制御するための制御プログラムを記憶するコンピュータ読み取り可能な記録媒体であって、前記プログラムはコンピュータシステムに以下の動作を実行させる、
ある時点において、予め決定された最大充電レートにより前記蓄電装置を満充電するために必要な時間である充電継続時間を決定し、
前記時点において、予め決定された最大放電レートにより前記蓄電装置を完全放電するために必要な時間である放電継続時間を決定し、
前記充電継続時間と前記放電継続時間とが略等しくなるように前記発電装置および前記蓄電装置からの電力を前記電力系統に供給する、コンピュータ読み取り可能な記録媒体。
【請求項７】
再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置および前記発電装置により発電された電力を蓄電する蓄電装置を制御するための制御プログラムを記憶するコンピュータ読み取り可能な記録媒体であって、前記プログラムはコンピュータシステムに以下の動作を実行させる、
ある時点において、予め決定された最大充電レートにより前記蓄電装置を満充電するために必要な時間である充電継続時間を決定し、
前記時点において、予め決定された最大放電レートにより前記蓄電装置を完全放電するために必要な時間である放電継続時間を決定し、
前記時点における前記発電装置の発電量データに基づいて、前記電力系統に供給される電力の目標出力値を計算し、
前記充電継続時間が前記放電継続時間よりも長いときに、前記蓄電装置を充電するために、前記目標出力値よりも低い電力を前記電力系統に供給し、
前記充電継続時間が前記放電継続時間よりも短いときに、前記蓄電装置を放電するために、前記目標出力値よりも高い電力を前記電力系統に供給する、コンピュータ読み取り可能な記録媒体。
【請求項８】
再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置により発電された電力を蓄電する蓄電装置と、
前記発電装置または前記蓄電装置から電力系統に供給する電力を制御するコントローラとを備え、
前記コントローラは、予め決定された前記蓄電装置の最大充電レートおよび予め決定された前記蓄電装置の最大放電レートに基づいて、前記電力系統に供給された電力を平滑化するように構成されている、発電システム。
【請求項９】
前記コントローラは、ある時点において前記最大充電レートにより前記蓄電装置を満充電するための期間である充電継続時間が、前記時点において前記最大放電レートにより前記蓄電装置を完全放電するための期間である放電継続時間と略等しくなるように、前記電力系統に電力を供給するように構成されている、請求項８に記載の発電システム。
【請求項１０】
ある時点において前記最大充電レートにより前記蓄電装置に満充電するための時間である充電継続時間が、前記時点において前記最大放電レートにより前記蓄電装置に完全放電するための時間である放電継続時間よりも長いときに、前記蓄電装置に充電するために、前記発電装置の発電量データに基づき計算された電力の出力値である目標出力値よりも低い電力を前記電力系統に供給し、
前記充電継続時間が前記放電継続時間よりも短いときに、前記蓄電装置を放電するために、予備目標出力値よりも高い電力を前記電力系統に供給する、請求項８に記載の発電システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力供給方法、コンピュータ読み取り可能な記録媒体および発電システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、変電所からの交流電力の供給を受ける各需要家（たとえば、住宅や工場など）に、風力や太陽光などの自然エネルギーを利用した発電装置（太陽電池など）が設けられるケースが増加している。このような発電装置は、変電所の配下に設けられる電力系統に接続され、発電装置により発電された電力は、需要家内の電力消費装置側に出力される。また、需要家内の電力消費装置により消費されずに余った電力は、電力系統に出力される。この需要家から電力系統に向かう電力の流れは、「逆潮流」と呼ばれ、需要家から電力系統に出力される電力は「逆潮流電力」と呼ばれる。【０００３】
ここで、電力会社等の電力供給者には、電力の安定供給の義務が課されており、逆潮流電力分も含めた電力系統全体における周波数や電圧を一定に保つ必要がある。たとえば、電力供給者は、変動周期の大きさに応じた複数の制御手法によって、電力系統全体の周波数を一定に保っている。具体的には、一般に十数分以上の変動周期をもつような負荷成分については、最も経済的な発電量の出力分担が可能なように経済負荷配分制御（ＥＤＣ：Ｅｃｏｎｏｍｉｃ  Ｄｉｓｐａｔｃｈｉｎｇ  Ｃｏｎｔｒｏｌ）が行われている。このＥＤＣは、１日の負荷変動予想に基づいた制御であり、時々刻々と変動する負荷の増減（十数分より小さい変動周期の成分）に対する対応は困難である。そこで、電力会社は、時々刻々と変動する負荷に応じて電力系統への電力の供給量を調整し、周波数の安定化を行うための複数の制御を行っている。ＥＤＣを除いたこれらの制御は特に周波数制御と呼ばれており、この周波数制御によって、ＥＤＣで調整できない負荷変動分の調整を行っている。【０００４】
より詳細には、約１０秒以下の変動周期の成分については、電力系統自体の自己制御性により自然に吸収することができる。また、１０秒〜数分程度の変動周期の成分に対しては、各発電所の発電装置のガバナフリー運転により対応が可能である。また、数分から十数分までの変動周期の成分については、負荷周波数制御（ＬＦＣ:Ｌｏａｄ  Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ  Ｃｏｎｔｒｏｌ）により対応している。この負荷周波数制御では、電力供給者の中央給電指令所からの制御信号によってＬＦＣ用発電所が発電出力を調整することにより、周波数制御を行っている。【０００５】
しかし、自然エネルギーを利用した発電装置の出力は、天候などに応じて急激に変化することがある。このような発電装置の出力の急激な変化は、連系している電力系統の周波数の安定度に大きな悪影響を与えてしまう。この悪影響は、自然エネルギーを利用した発電装置を有する需要家が増えるほど顕著になってくる。このため、今後、自然エネルギーを利用した発電装置を有する需要家がさらに増えてきた場合には、発電装置の出力の急激な変化を抑制することにより、電力系統の安定度を維持する必要が生じてくる。【０００６】
そこで、従来、このような発電装置の出力の急激な変化を抑制するために、自然エネルギーを利用した発電装置に加えて、発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置を備えた発電システムが提案されている。このような発電システムは、たとえば、特開２００８−２９５２０８号公報に開示されている。【０００７】
特開２００８−２９５２０８号公報には、風車などの分散電源（発電装置）と、分散電源により発電された電力を蓄電可能な電力貯蔵手段（蓄電装置）とを備えた発電システムが開示されている。特開２００８−２９５２０８号公報では、分散電源の発電量の変動に伴って蓄電装置の充放電を行うように制御することにより、電力系統への出力を平滑化している。これにより、電力系統の周波数などへの悪影響を抑制することが可能である。また、特開２００８−２９５２０８号公報による発電システムでは、電力系統への出力の平滑化を行う際に、蓄電装置の充電状態が５０％となるように蓄電装置の充放電を制御している。すなわち、充電状態が５０％よりも大きい場合には、蓄電装置の充電状態が低下するように充放電を行いながら平滑化を行い、充電状態が５０％よりも小さい場合には蓄電装置の充電状態が上昇するように充放電を行いながら平滑化を行っている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００８】
【特許文献１】特開２００８−２９５２０８号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
しかしながら、特開２００８−２９５２０８号公報では、目標とする充電状態の値を５０％に固定しているので、蓄電装置の充放電能力を有効に利用して平滑化を行うことが困難であるという問題点がある。すなわち、通常、蓄電装置では、一度に充電できる電力量は一度に放電できる電力量よりも小さいので、充電状態が５０％の場合には、その充電状態から充放電を行う場合の充電余力が大きくなる一方、放電余力は小さくなってしまう。この場合、平滑化を行う際に、放電を多く必要とした場合などには放電の途中で蓄電装置の充電状態が０％になってしまい、平滑化を行うことが困難になってしまうとともに、蓄電装置の充放電能力を有効に利用することができない。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
本発明の電力供給方法は、再生可能エネルギーを利用して発電装置により発電する工程と、蓄電装置に発電装置により発電された電力を蓄電する工程と、発電装置または蓄電装置からの電力を電力系統に供給する工程と、予め決定された蓄電装置の最大充電レートと、予め決定された蓄電装置の最大放電レートとに基づいて、電力系統に供給される電力を平滑化する工程とを含む。【００１１】
本発明のコンピュータ読み取り可能な記録媒体は、再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置および発電装置により発電された電力を蓄電する蓄電装置を制御するための制御プログラムを記憶するコンピュータ読取可能な記録媒体であって、プログラムはコンピュータシステムに以下の動作を実行させる、ある時点において、予め決定された最大充電レートにより蓄電装置を満充電するために必要な時間である充電継続時間を決定し、該時点において、予め決定された最大放電レートにより蓄電装置を完全放電するために必要な時間である放電継続時間を決定し、充電継続時間と放電継続時間とが略等しくなるように発電装置および蓄電装置からの電力を前記電力系統に供給する。【００１２】
本発明の発電システムは、再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置により発電された電力を蓄電する蓄電装置と、発電装置または蓄電装置から電力系統に供給する電力を制御するコントローラとを備え、コントローラは、予め決定された蓄電装置の最大充電レートおよび予め決定された蓄電装置の最大放電レートに基づいて、電力系統に供給された電力を平滑化するように構成されている。
【図面の簡単な説明】
【００１３】
【図１】本発明の第１実施形態による発電システムの構成を示すブロック図である。
【図２】本発明の第１実施形態による発電システムの蓄電装置の第１目標出力値の算出方法を説明するためのグラフである。
【図３】本発明の第１実施形態による発電システムの蓄電装置の第１目標出力値の算出方法を説明するための図である。
【図４】電力系統に出力される負荷変動の大きさと変動周期との関係を説明するための図である。
【図５】本発明の第１実施形態による発電システムの充放電制御フローを説明するためのフローチャートである。
【図６】充放電制御におけるサンプリング期間について説明するための図である。
【図７】本発明の第２実施形態による発電システムの充放電制御時における第１目標出力値の算出のための発電量データの取得期間について説明するための図である。
【図８】本発明の第２実施形態による発電システムの充放電制御の開始時における発電量の推移および第１目標出力値について説明するための図である。
【図９】充放電制御を行うことによる本発明の第２実施形態による発電システムの電力系統への悪影響の軽減効果を検証するためのＦＦＴ解析結果を示す図である。
【図１０】発電装置により発電された電流の時間変動推移と、その発電電流に対して第１実施形態の制御により平滑化を行った場合の出力電流の時間変動推移と、移動平均法のみにより平滑化を行った場合の出力電流の時間変動推移とのシミュレーション結果を示すグラフである。
【図１１】図１０に対応する、蓄電池の充電状態の時間変動推移を示すグラフである。
【図１２】図１０に対応する、出力電流の高速フーリエ変換結果を示すグラフである。
【図１３】発電装置により発電された電力の図１０とは異なる時間変動推移と、その発電電力に対して第１実施形態の制御により平滑化を行った場合の出力電流の時間変動推移と、移動平均法のみにより平滑化を行った場合の出力電流の時間変動推移とのシミュレーション結果を示すグラフである。
【図１４】図１３に対応する、蓄電池の充電状態の時間変動推移を示すグラフである。
【図１５】図１３に対応する、出力電流の高速フーリエ変換結果を示すグラフである。
【図１６】発電装置により発電された電力の図１３と同じ時間変動推移と、その発電電力に対して第２実施形態の制御により平滑化を行った場合の出力電流の時間変動推移と、移動平均法のみにより平滑化を行った場合の出力電流の時間変動推移とのシミュレーション結果を示すグラフである。
【図１７】図１６に対応する、蓄電池の充電状態の時間変動推移を示すグラフである。
【図１８】図１６に対応する、出力電流の高速フーリエ変換結果を示すグラフである。
【発明を実施するための形態】
【００１４】
以下、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。
【００１５】
（第１実施形態）
まず、図１〜図４を参照して、本発明の第１実施形態による発電システム１の構成を説明する。
【００１６】
図１に示すように、発電システム１は、太陽光を用いて発電する太陽電池からなる発電装置２および電力系統５０に接続されている。発電システム１は、発電装置２により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置３と、発電装置２により発電された電力および蓄電装置３により蓄電された電力を電力系統５０に出力するインバータを含む電力出力部４と、蓄電装置３の充放電を制御する充放電制御部５とを備えている。なお、発電装置２は、再生可能エネルギーを利用した発電装置であればよく、例えば風力発電装置等を用いてもよい。
【００１７】
発電装置２と電力出力部４とを接続する母線６には、ＤＣ−ＤＣコンバータ７が直列的に接続されている。ＤＣ−ＤＣコンバータ７は、発電装置２により発電された電力の直流電圧を一定の直流電圧（第１実施形態では、約２６０Ｖ）に変換して電力出力部４側に出力する。また、ＤＣ−ＤＣコンバータ７は、いわゆるＭＰＰＴ（Ｍａｘｉｍｕｍ  Ｐｏｗｅｒ  Ｐｏｉｎｔ  Ｔｒａｃｋｉｎｇ）制御機能を有している。ＭＰＰＴ機能とは、発電装置２により発電された電力が最大となるように発電装置２の動作電圧を自動的に調整する機能である。発電装置２とＤＣ−ＤＣコンバータ７との間には、発電装置２に向かって電流が逆流するのを防止するためのダイオード（図示せず）が設けられている。
【００１８】
蓄電装置３は、母線６に並列的に接続された蓄電池３１と、蓄電池３１の充放電を行う充放電部３２とを含んでいる。
【００１９】
蓄電池３１としては、自然放電が少なく、充放電効率の高い二次電池（たとえば、Ｌｉ−ｉｏｎ蓄電池、Ｎｉ−ＭＨ蓄電池等）が用いられている。また、蓄電池３１の電圧は約４８Ｖである。また、蓄電池３１の最大充電レートと最大放電レートとは互いに異なる値であり、最大充電レートは最大放電レートよりも小さい。たとえば、第１実施形態では、蓄電池３１の最大充電レートおよび最大放電レートは、それぞれ１Ｉｔおよび４Ｉｔである。ここで、最大充電レート、最大放電レートとは、急速な充放電によって蓄電池３１に過度の負担がかかるのを抑制するために、ユーザ若しくはサプライヤーにより予め任意に設定された、蓄電池３１に許容される充電電流、放電電流の最大値である。
【００２０】
充放電部３２は、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３を有しており、母線６と蓄電池３１とはＤＣ−ＤＣコンバータ３３を介して接続されている。ＤＣ−ＤＣコンバータ３３は、充電時には、蓄電池３１に供給する電力の電圧を、母線６の電圧から蓄電池３１を充電するのに適した電圧まで降圧させることにより、母線６側から蓄電池３１側に電力を供給する。また、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３は、放電時には、母線６側に放電させる電力の電圧を、蓄電池３１の電圧から母線６の電圧付近まで昇圧させることにより、蓄電池３１側から母線６側に電力を放電させる。
【００２１】
充放電制御部５は、ＣＰＵ５ａおよびメモリ５ｂを含んでおり、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御することにより、蓄電池３１の充放電制御を行う。蓄電池３１の充放電制御は、メモリ５ｂに記憶された制御プログラムをＣＰＵ５ａに実行させることにより行われる。なお、制御プログラムは、コンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録されている。記録媒体から読み出された制御プログラムが、充放電制御部５のメモリ５ｂにインストールされる。
【００２２】
本実施形態では、発電装置２の発電量に関わらず電力系統５０へ出力する電力値を平滑化するために、電力系統５０へ出力する目標出力値を設定している。充放電制御部５は、発電装置２の発電量に応じて、電力系統５０へ出力する電力量が目標出力値となるように、蓄電池３１の充放電量を制御する。すなわち、充放電制御部５は、発電装置２の発電量が目標出力値よりも大きい場合には、過剰分の電力を蓄電池３１に充電するようにＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御するとともに、発電装置２の発電量が目標出力値よりも小さい場合には、不足分の電力を蓄電池３１から放電するようにＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御する。
【００２３】
また、充放電制御部５は、ＤＣ−ＤＣコンバータ７の出力側に設けられた発電量検出部８から発電装置２の発電量データを取得する。発電量検出部８は、発電装置２の発電量を検出して、発電量データを充放電制御部５に送信する。充放電制御部５は、発電量データを発電量検出部８から所定の検出時間間隔（たとえば、３０秒以下）毎に取得する。ここでは、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期よりも短くなるように、１秒毎に発電量データを取得している。なお、発電量データの検出時間間隔は、長すぎても短すぎても発電量の変化を正確に検出することができないので、発電装置２の発電量の変動周期などを勘案して適正な値に定められる。
【００２４】
また、充放電制御部５は、電力系統５０に出力する目標出力値を、移動平均法を用いて算出する。移動平均法とは、ある時点の目標出力値を、その時点より過去の期間の発電装置２の発電量の平均値とする算出方法である。以下、目標出力値の算出に用いる発電量データを取得するための期間をサンプリング期間と呼ぶ。なお、サンプリング期間は、本発明の「発電量データの取得期間」の一例である。サンプリング期間は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）で対応する変動周期Ｔ１（約２分）〜Ｔ２（約２０分）の間、特に後半付近（長周期付近）から下限周期Ｔ１を超える範囲であまり長時間に渡らない範囲とすることが好ましい。ここでは、充放電制御部５は、約１秒毎の発電装置２の発電量データを目標出力値の算出に用いるので、過去の複数個（たとえば、１２０個〜１２００個）の約１秒毎の発電量データの平均値を算出することにより、目標出力値を算出する。この上限周期Ｔ１および下限周期Ｔ２については、後に詳細に説明する。
【００２５】
また、充放電制御部５は、電力出力部４の出力値を取得するとともに、実際に電力出力部４から電力系統５０に出力された出力値と目標出力値との差を認識し、電力出力部４からの実際の出力値が目標出力値となるように充放電部３２の充放電をフィードバック制御する。
【００２６】
また、充放電制御部５は、蓄電池３１の充電状態（ＳＯＣ：Ｓｔａｔｅ  Ｏｆ  Ｃｈａｒｇｅ）を検知する。ＳＯＣは、蓄電池３１の蓄電量が０の場合は０（０％）であり、満充電の場合は１（１００％）である。
【００２７】
次に、充放電制御部５による蓄電池３１の充放電制御方法について説明する。
【００２８】
上述したように、充放電制御部５は、発電装置２の発電量と蓄電池３１の充放電量との合計が目標出力値となるように蓄電池３１の充放電を制御する。しかし、蓄電池３１の蓄電状態によっては、蓄電池３１の充放電制御により目標出力値とすることは難しい場合がある。そのため、充放電制御部５は、移動平均法で算出した目標出力電流値（以下、「第１目標出力値」と呼ぶ）そのものではなく、蓄電池３１の充電状態を考慮して第１目標出力値に補正を加えた目標出力電流値（以下、「第２目標出力値」と呼ぶ）を算出し、その第２目標出力値が電力出力部４から電力系統５０に出力されるように蓄電池３１の充放電を制御する。
【００２９】
第２目標出力値は、充電継続時間と放電継続時間との大小関係に応じて決定される。ここで、充電継続時間とは、現時点の蓄電池３１の充電状態から最大充電レートで充電し続けた場合の充電可能時間、すなわち、ある時点において蓄電池３１を満充電するために必要な時間である。放電継続時間とは、現時点の蓄電池３１の充電状態から最大放電レートで放電し続けた場合の放電可能時間、すなわち、ある時点において蓄電池３１を完全放電するために必要な時間である。
【００３０】
充放電制御部５は、充電継続時間および放電継続時間を算出した後に、これらに基づき第２目標出力値を算出する。そして、充放電制御部５は、発電装置２の発電量と蓄電池３１の充放電量との合計が第２目標出力値となるように、かつ、放電継続時間と充電継続時間とが略等しい充電状態となるように蓄電池３１の充放電を制御する。すなわち、充電継続時間が放電継続時間よりも長い場合には、充電を多め（放電を少なめ）に行うことにより充電を行う方向に制御しながら平滑化を行い、充電継続時間が放電継続時間よりも短い場合には、充電を少なめ（放電を多め）に行うことにより放電を行う方向に制御しながら平滑化を行う。第１実施形態では、最大充電レートおよび最大放電レートがそれぞれ１Ｉｔおよび４Ｉｔであるので、最終的に充電状態が０．８（８０％）となるように充放電を制御しながら平滑化を行う。
【００３１】
図３を参照して、第１目標出力値の算出方法について説明する。まず、サンプリング期間を２０分、検出時間間隔を１秒とした場合、過去２０分のサンプリングデータ数Ｍ＝１２００個である。図３に示すように、充放電制御部５は、過去２０分のサンプリング期間に含まれる最新のＭ個の発電量データ（電流値）（Ｐ（−Ｍ）、Ｐ（−Ｍ＋１）、・・・Ｐ（−２）、Ｐ（−１））の平均値を第１目標出力値として算出する。具体的には、充放電制御部５は、発電量データ（・・・Ｐ（−Ｍ）、Ｐ（−Ｍ＋１）、・・・Ｐ（−２）、Ｐ（−１））をメモリ５ｂに順次蓄積していく。そして、充放電制御部５は、メモリ５ｂに蓄積された最新のＭ個の発電量データ（Ｐ（−Ｍ）、Ｐ（−Ｍ＋１）、・・・Ｐ（−２）、Ｐ（−１））の和をＭで除することにより、第１目標出力値（Ｑ（０）＝（Ｐ（−Ｍ）＋Ｐ（−Ｍ＋１）＋・・＋Ｐ（−２）＋Ｐ（−１））／Ｍ）を算出する。
【００３２】
次に、図２を参照して、第２目標出力値の算出方法について説明する。図２において、第１目標出力値をＦ、第２目標出力値をＨ、充電継続時間をＴｃ、放電継続時間をＴｄとしている。また、電力出力部４が電力系統５０に出力する出力電流値の最大値（発電装置２の発電電流量と蓄電装置３の最大放電電流量との和）をＩｍａｘとし、電力出力部４が電力系統５０に出力する出力電流値の最小値（発電装置２の発電電流量と蓄電装置３の最大充電電流量との和）をＩｍｉｎとしている。なお、発電装置２の発電電流量を正の値とした場合、蓄電装置３の放電電流量は正の値になり、蓄電装置３の充電電流量は負の値になる。図２を参照して、第２目標出力値Ｈは、充電継続時間Ｔｃが放電継続時間Ｔｄよりも小さい場合、充電継続時間Ｔｃが放電継続時間Ｔｄよりも大きい場合、および、充電継続時間Ｔｃと放電継続時間Ｔｄとが等しい場合に、それぞれ、以下の式（１）、式（２）および式（３）によって算出される。
【００３３】
Ｔｃ＜Ｔｄ：Ｈ＝[２ＴｃＦ＋Ｉｍａｘ（Ｔｄ−Ｔｃ）]／（Ｔｃ＋Ｔｄ）・・・（１）
Ｔｃ＞Ｔｄ：Ｈ＝[２ＴｄＦ＋Ｉｍｉｎ（Ｔｃ−Ｔｄ）]／（Ｔｃ＋Ｔｄ）・・・（２）
Ｔｃ＝Ｔｄ：Ｈ＝Ｆ・・・（３）
図２に示すように、充電継続時間Ｔｃが放電継続時間Ｔｄよりも小さい場合（式（１））も、充電継続時間Ｔｃが放電継続時間Ｔｄよりも大きい場合（式（２））も、充電継続時間Ｔｃと放電継続時間Ｔｄとの差分Ａ（Ａ＝｜Ｔｄ−Ｔｃ｜／２（Ｔｃ＋Ｔｄ））が大きくなるにしたがって、第１目標出力値Ｆと第２目標出力値Ｈとの差分Ｂが大きくなっている。
【００３４】
なお、図２のグラフによる第２目標出力値Ｈの算出は、第１目標出力値Ｆが電力系統５０への出力電流値の最大値Ｉｍａｘよりも小さく、電力系統５０への出力電流値の最小値Ｉｍｉｎよりも大きい場合に行われる。第１目標出力値ＦがＩｍａｘ以上である場合には、第２目標出力値ＨがＩｍａｘを超えないように充放電制御部５は第２目標出力値ＨをＩｍａｘに固定し、第１目標出力値ＦがＩｍｉｎ以下である場合には、第２目標出力値ＨがＩｍｉｎより小さくならないように充放電制御部５は第２目標出力値ＨをＩｍｉｎに固定する。
【００３５】
また、充放電制御部５は、発電量データの取得、第１目標出力値の算出、第２目標出力値の算出などを所定の時間間隔毎（第１実施形態では、１秒毎）に行い、取得した発電量と算出した第２目標出力値の値とに応じた量の充放電を、その次に第２目標出力値を算出するまでの１秒間の間行う。
【００３６】
次に、図４を参照して、充放電制御部５による蓄電装置３の充放電制御により平滑化を行う変動周期範囲について説明する。図４に示すように、変動周期によって対応可能な制御方法が異なっており、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な負荷の変動周期が領域Ｄ（ハッチングで示す領域）に示されている。また、ＥＤＣにより対応可能な負荷の変動周期は領域Ａに示されている。なお、領域Ｂは、負荷変動による影響を電力系統５０自体の自己制御性により自然に吸収する領域である。また、領域Ｃは、各発電所の発電装置のガバナフリー運転により対応が可能な領域である。ここで、領域Ｄと領域Ａとの境界線が負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な負荷の変動周期の上限周期Ｔ１となり、領域Ｃと領域Ｄとの境界線が負荷周波数制御により対応可能な負荷の変動周期の下限周期Ｔ２となる。この上限周期Ｔ１および下限周期Ｔ２は、図４より固有の周期ではなく、負荷変動の大きさによって変化する数値であることが分かる。さらに、構築された電力網によって図示されている変動周期の時間も変化する。第１実施形態では、ＥＤＣ、電力系統５０自体の自己制御性およびガバナフリー運転などによって対応できない領域Ｄ（ＬＦＣにより対応可能な領域）の範囲内に含まれる変動周期（変動周波数）を有する負荷変動に着目し、抑制することを目的としている。
【００３７】
次に、図２および図５を参照して、充放電制御部５の充放電制御フローについて説明する。
【００３８】
図５に示すように、ステップＳ１において、充放電制御部５は、発電量検出部８の検出結果に基づいて時刻ｔにおける発電装置２の発電量（電流値）Ｇ（ｔ）を取得する。
【００３９】
次に、ステップＳ２において、充放電制御部５は、所定時間Δｔの間（時刻ｔ〜時刻（ｔ＋Δｔ）の間）（第１実施形態では、１秒間）に蓄電装置３が充電可能な充電可能容量Ｗｃ（ｔ）および蓄電装置３が放電可能な放電可能容量Ｗｄ（ｔ）を算出する。蓄電池３１の容量をＸ（固定値）、時刻ｔにおける充電状態をＳＯＣ（ｔ）（０：空充電、１：満充電）、最大充電レートをＮｃ（固定値）、最大放電レートをＮｄ（固定値）とすると、充電可能容量Ｗｃ（ｔ）および放電可能容量Ｗｄ（ｔ）は、それぞれ以下の式（４）および（５）を用いて算出される。
【００４０】
Ｗｃ（ｔ）＝Ｍｉｎ（Ｎｃ×Ｘ×Δｔ、Ｘ×（１−ＳＯＣ（ｔ））・・・（４）
Ｗｄ（ｔ）＝Ｍｉｎ（Ｎｄ×Ｘ×Δｔ、Ｘ×ＳＯＣ（ｔ））・・・（５）
ここで、式（４）および式（５）の「Ｍｉｎ（…、…）」は、括弧内の２つの値のうち、小さい方の値を意味する。すなわち、充電可能容量Ｗｃ（ｔ）の算出のためには、基本的に最大充電レートＮｃに基づいて算出された値（Ｎｃ×Ｘ×Δｔ）を用いるが、蓄電池３１が満充電（ＳＯＣ（ｔ）＝１）に近く、充電余力（Ｘ×（１−ＳＯＣ（ｔ）））が最大充電レートＮｃに基づいて算出された値（Ｎｃ×Ｘ×Δｔ）よりも小さい場合には、その充電余力（Ｘ×（１−ＳＯＣ（ｔ）））を用いる。同様に、放電可能容量Ｗｄ（ｔ）の算出のためには、基本的に最大放電レートＮｄに基づいて算出された値（Ｎｄ×Ｘ×Δｔ）を用いるが、蓄電池３１の蓄電量が０（空充電：ＳＯＣ（ｔ）＝０）に近く、放電余力（Ｘ×ＳＯＣ（ｔ））が最大放電レートＮｄに基づいて算出された値（Ｎｄ×Ｘ×Δｔ）よりも小さい場合には、その放電余力（Ｘ×ＳＯＣ（ｔ））を用いる。
【００４１】
そして、ステップＳ３において、ステップＳ１において取得した発電装置２の発電電流量Ｇ（ｔ）と、放電可能容量Ｗｄ（ｔ）および充電可能容量Ｗｃ（ｔ）とに基づいて、時刻ｔ〜時刻（ｔ＋Δｔ）において電力出力部４から電力系統５０に出力可能な最大出力電流値Ｉｍａｘ（ｔ）および最小出力電流値Ｉｍｉｎ（ｔ）が算出される。最大出力電流値Ｉｍａｘ（ｔ）および最小出力電流値Ｉｍｉｎ（ｔ）は、それぞれ以下の式（６）および式（７）に基づいて算出される。
【００４２】
Ｉｍａｘ（ｔ）＝Ｇ（ｔ）＋Ｗｄ（ｔ）／Δｔ・・・（６）
Ｉｍｉｎ（ｔ）＝Ｇ（ｔ）−Ｗｃ（ｔ）／Δｔ・・・（７）
また、ステップＳ４において、充放電制御部５は、時刻ｔにおける蓄電池３１の充電状態ＳＯＣ（ｔ）と、最大充電レートＮｃおよび最大放電レートＮｄとに基づいて、時刻ｔにおける充電状態から最大充電レートＮｃで充電し続けた場合の時間（充電継続時間Ｔｃ（ｔ））と、時刻ｔにおける充電状態から最大放電レートＮｄで放電し続けた場合の時間（放電継続時間Ｔｄ（ｔ））とを算出する。充電継続時間Ｔｃ（ｔ）および放電継続時間Ｔｄ（ｔ）は、以下の式（８）および式（９）に基づいて算出される。
【００４３】
Ｔｃ（ｔ）＝Ｘ×（１−ＳＯＣ（ｔ））／Ｎｃ・・・（８）
Ｔｄ（ｔ）＝Ｘ×ＳＯＣ（ｔ）／Ｎｄ・・・（９）
次に、ステップＳ５において、充放電制御部５は、過去の発電量データに基づいて、移動平均法によって第１目標出力値Ｆ（ｔ）を算出する。そして、この後、ステップＳ６〜ステップＳ１４において、充放電制御部５は、第１目標出力値Ｆ（ｔ）と、充電継続時間Ｔｃ（ｔ）および放電継続時間Ｔｄ（ｔ）とに基づいて、第２目標出力値Ｈ（ｔ）を算出する。
【００４４】
具体的には、まず、ステップＳ６において、充放電制御部５は、Ｆ（ｔ）≧Ｉｍａｘ（ｔ）を満たすか否かを判断する。そして、Ｆ（ｔ）≧Ｉｍａｘ（ｔ）を満たす場合（第１目標出力値Ｆが電力系統５０への最大出力電流値Ｉｍａｘ以上である場合）には、ステップＳ７において、第２目標出力値Ｈ（ｔ）をステップＳ３において算出したＩｍａｘ（ｔ）に固定する。また、Ｆ（ｔ）≧Ｉｍａｘ（ｔ）を満たさない場合（第１目標出力値Ｆが電力系統５０への最大出力電流値Ｉｍａｘよりも小さい場合）には、ステップＳ８において、Ｆ（ｔ）≦Ｉｍｉｎ（ｔ）を満たすか否かを判断する。Ｆ（ｔ）≦Ｉｍｉｎ（ｔ）を満たす場合（第１目標出力値Ｆが電力系統５０への最小出力電流値Ｉｍｉｎ以下である場合）には、ステップＳ９において、第２目標出力値Ｈ（ｔ）をステップＳ３において算出したＩｍｉｎ（ｔ）とする。ステップＳ６〜ステップＳ９の処理を経ることにより、充放電制御において、充電する場合には最大充電レートＮｃを超えない充電レートで充電し、放電する場合には最大放電レートＮｄを超えない放電レートで放電することが可能である。また、Ｆ（ｔ）≦Ｉｍｉｎ（ｔ）を満たさない場合（第１目標出力値Ｆが電力系統５０への最小出力電流値Ｉｍｉｎよりも大きい場合）には、ステップＳ１０に進む。
【００４５】
ステップＳ１０〜ステップＳ１４においては、図２に示すように、ステップＳ４において算出した充電継続時間Ｔｃ（ｔ）と放電継続時間Ｔｄ（ｔ）との大小関係に基づいて、第２目標出力値Ｈ（ｔ）を決定する。具体的には、ステップＳ１０において、充放電制御部５は、Ｔｃ（ｔ）＜Ｔｄ（ｔ）を満たすか否かを判断する。Ｔｃ（ｔ）＜Ｔｄ（ｔ）を満たす場合（充電継続時間Ｔｃ（ｔ）が放電継続時間Ｔｄ（ｔ）よりも小さい場合）には、ステップＳ１１において、第２目標出力値Ｈ（ｔ）を式（１）により決定する。また、Ｔｃ（ｔ）＜Ｔｄ（ｔ）を満たさない場合には、ステップＳ１２において、充放電制御部５は、Ｔｃ（ｔ）＞Ｔｄ（ｔ）を満たすか否かを判断する。Ｔｃ（ｔ）＞Ｔｄ（ｔ）を満たす場合（充電継続時間Ｔｃ（ｔ）が放電継続時間Ｔｄ（ｔ）よりも大きい場合）には、ステップＳ１３において、第２目標出力値Ｈ（ｔ）を式（２）により決定する。また、ステップＳ１２においてＴｃ（ｔ）＞Ｔｄ（ｔ）を満たさない場合には、Ｔｃ（ｔ）＝Ｔｄ（ｔ）であるので、ステップＳ１４において、第２目標出力値Ｈ（ｔ）を第１目標出力値Ｆ（ｔ）と同じとする。ステップＳ６〜ステップＳ１４の処理により、第２目標出力値Ｈ（ｔ）が決定される。
【００４６】
次に、ステップＳ１５において、充放電制御部５は、決定した第２目標出力値（電流値）Ｈ（ｔ）と発電装置２の発電量（電流値）Ｇ（ｔ）とに基づいて、以下の式（１０）により蓄電池３１の充放電量（電流値）Ｊ（ｔ）を決定する。
【００４７】
Ｊ（ｔ）＝Ｈ（ｔ）−Ｇ（ｔ）・・・（１０）
そして、ステップＳ１６において、充放電制御部５は、ステップＳ１５において算出した充放電量Ｊ（ｔ）の分、Δｔの間だけ充放電を行うように充放電部３２を制御する。なお、Ｊ（ｔ）が正の値の場合は放電であり、負の値の場合は充電となる。
【００４８】
この後、ステップＳ１７において、充放電制御部５は、蓄電池３１の充電状態（ＳＯＣ（ｔ＋Δｔ））を以下の式（１１）により算出する。
【００４９】
ＳＯＣ（ｔ＋Δｔ）＝ＳＯＣ（ｔ）−Δｔ×Ｊ（ｔ）／Ｘ・・・（１１）
そして、ステップＳ１に戻り、充放電制御を行う間、ステップＳ１〜ステップＳ１７の処理が繰り返される。これにより、蓄電池３１の充電状態が最終的に充電継続時間Ｔｃと放電継続時間Ｔｄとが等しくなる充電状態（第１実施形態では、０．８（８０％））に収束していくように蓄電装置３の充放電が制御される。
【００５０】
次に、図５に示す充放電制御フローについて、具体的な値（電流値）を示して説明する。ここでは一例として、ある時刻ｔにおける蓄電池３１の充電状態ＳＯＣ（ｔ）が０．８５であり、時刻ｔにおける発電装置２の発電電流量Ｇ（ｔ）が１００Ａであり、移動平均法によって算出した時刻ｔにおける第１目標出力値Ｆ（ｔ）が１１０Ａであった場合について説明する。なお、蓄電池３１の容量Ｘは１０Ａｈとする。
【００５１】
この場合、式（４）より、Ｗｃ（ｔ）＝Ｍｉｎ（１×１０×１／３６００、１０×（１−０．８５）＝１／３６０Ａｈとなり、式（５）より、Ｗｄ（ｔ）＝Ｍｉｎ（４×１０×１／３６００、１０×０．８５）＝１／９０Ａｈとなる。したがって、式（６）より、Ｉｍａｘ（ｔ）＝１００＋（１／９０）÷（１／３６００）＝１４０Ａであり、Ｉｍｉｎ（ｔ）＝１００−（１／３６０）÷（１／３６００）＝９０Ａとなる。
【００５２】
また、式（８）より、Ｔｃ（ｔ）＝１０×（１−０．８５）÷１＝１．５ｈとなり、式（９）より、Ｔｄ（ｔ）＝１０×０．８５÷４＝２．１２５ｈとなる。
【００５３】
この場合、第１目標出力値Ｆ（ｔ）の値（１１０Ａ）は、Ｉｍｉｎ（ｔ）＝９０Ａよりも大きくＩｍａｘ（ｔ）＝１４０Ａよりも小さい。また、Ｔｄ（ｔ）＝２．１２５ｈとＴｃ（ｔ）＝１．５ｈとの大小関係は、Ｔｄ（ｔ）＞Ｔｃ（ｔ）を満たす。したがって、第２目標出力値Ｈ（ｔ）は、式（１）（ステップＳ１１）により以下のように算出される。Ｈ（ｔ）＝（２×１．５×１１０＋１４０×（２．１２５−１．５））÷（２．１２５＋１．５）≒１１５．１７Ａ
【００５４】
したがって、式（１０）により、充放電制御部５は、時刻ｔから１秒間、１１５．１７−１００＝１５．１７Ａの放電を行う。
【００５５】
この後、式（１１）により、Δｔ（１秒）経過後の充電状態ＳＯＣ（ｔ＋Δｔ）を算出する。ＳＯＣ（ｔ＋Δｔ）＝０．８５−（１／３６００）×１５．１７÷１０≒０．８４９６となる。すなわち、時刻ｔにおいて充電状態が０．８５であったのが、Δｔ経過後に充電継続時間Ｔｃと放電継続時間Ｔｄとが等しくなる充電状態（０．８）に近づいている。
【００５６】
本実施形態の発電システム１は、上記構成および制御により、以下の効果を得ることができる。
【００５７】
充放電制御部５は、蓄電装置３の最大充電レートと最大放電レートとの関係に基づいて、電力出力部４から電力系統５０に出力する電力を平滑化するように蓄電装置３の充放電を制御する。これにより、蓄電装置３の最大充電レートと最大放電レートとの関係に応じた充電状態になるように平滑化を行うことができ、蓄電装置３の充放電能力を有効に利用して平滑化を行うことができる。
【００５８】
また、充放電制御部５は、平滑化において、充電継続時間と放電継続時間とが略等しくなるように蓄電装置３の充放電を制御する。上記構成により、蓄電装置３の充電余力と放電余力とが等しくなるように充放電を行いながら平滑化を行うことができる。これにより、蓄電装置３の容量が小さい場合でも充電余力および放電余力の両方を確保しながら平滑化を行うことができるので、蓄電装置３の小容量化を図ることができる。
【００５９】
また、充放電制御部５は、発電装置２の発電量データに基づいて第１目標出力値を算出するとともに、第１目標出力値と、最大充電レートおよび最大放電レートの関係とに基づいて第２目標出力値を算出し、第２目標出力値を電力出力部４から電力系統５０に出力するように蓄電装置３の充放電を制御する。上記構成により、第１目標出力値を、最大充電レートと最大放電レートとの関係を考慮した第２目標出力値となるように補正することができる。この第２目標出力値を電力系統５０に出力するように蓄電装置３の充放電を制御することによって、蓄電装置３の充放電能力を有効に利用して平滑化を行うことができる。
【００６０】
また、充放電制御部５は、充電継続時間が放電継続時間よりも長い場合に、第１目標出力値よりも第２目標出力値を小さくしてより充電を行う方向に制御するとともに、充電継続時間が放電継続時間よりも短い場合に、第１目標出力値よりも第２目標出力値を大きくしてより放電を行う方向に制御する。上記構成により、充電継続時間が放電継続時間よりも長い場合（充電余力が放電余力よりも大きい場合）に、蓄電装置３の充電量が多くなるように（または放電量が少なくなるように）しながら平滑化を行うことができるので、平滑化を行いながら蓄電装置３の充電状態を充電継続時間と放電継続時間とが等しくなる充電状態に近づけていくことができる。同様に、充電継続時間が放電継続時間よりも短い場合（放電余力が充電余力よりも大きい場合）に、蓄電装置３の充電量が少なくなるように（または放電量が多くなるように）しながら平滑化を行うことができるので、平滑化を行いながら蓄電装置３の充電状態を充電継続時間と放電継続時間とが等しくなる充電状態に近づけていくことができる。
【００６１】
また、充放電制御部５は、蓄電装置３の充電状態と最大充電レートおよび最大放電レートとに基づいて、最大充電レートで充電し続けることが可能な充電継続時間と、最大放電レートで放電し続けることが可能な放電継続時間とを算出し、充電継続時間と放電継続時間との差分に応じて第１目標出力値と第２目標出力値との差分を大きくする。上記構成により、充電継続時間と放電継続時間との差分が大きい場合には、充電継続時間と放電継続時間とが等しい充電状態により早く近づけるように充放電を行いながら平滑化を行うことができる。
【００６２】
また、充放電制御部５は、第１目標出力値が最大放電レートに基づく最大放電電流量と発電装置２の発電電流量との和（Ｉｍａｘ）以上の場合には、第２目標出力値がＩｍａｘになるように制御するとともに、第１目標出力値が最大充電レートに基づく最大充電電流量と発電装置２の発電電流量との和（Ｉｍｉｎ）以下の場合には、第２目標出力値がＩｍｉｎになるように制御する。上記構成により、、平滑化を行う際に、最大充電レートより大きい充電レートでの充電および最大放電レートより大きい放電レートでの放電を行わないので、蓄電装置３に過度の負担がかかるのを抑制することができる。これにより、蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。
【００６３】
また、充放電制御部５は、所定の時間間隔で発電装置２の発電量データの取得および蓄電装置３の充電状態の検出または算出を行うことにより所定の時間間隔毎に第１目標出力値および第２目標出力値を算出するとともに、第２目標出力値を電力出力部４から電力系統に出力する。上記構成により、所定の時間間隔毎に、その時の充電状態に応じた充放電を行いながら平滑化を行うことができる。
【００６４】
また、充放電制御部５は、最大充電レートと最大放電レートとが互いに異なる蓄電装置３を用いる場合に、最大充電レートと最大放電レートとの関係に基づいて平滑化するように蓄電装置３の充放電を制御することによって、蓄電装置３の充放電能力を有効に利用して平滑化を行うことができる。
【００６５】
次に、第１実施形態において第１目標出力値を算出するための移動平均法のサンプリング期間について検討した。ここでは、発電量データの取得期間であるサンプリング期間を１０分とした場合の電力系統への出力値のＦＦＴ解析結果と、サンプリング期間を２０分とした場合の電力系統への出力値のＦＦＴ解析結果を図６に示す。図６に示すように、サンプリング期間が１０分の場合には、変動周期が１０分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が１０分以上の範囲における変動があまり抑制されていないことがわかる。また、サンプリング期間が２０分の場合には、変動周期が２０分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が２０分以上の範囲における変動はあまり抑制されていない。したがって、サンプリング期間の大きさと、充放電制御により抑制できる変動周期との間には良好な相関関係があることがわかる。このため、サンプリング期間の設定により効果的に変動周期を抑制できる範囲が変わることがいえる。そこで、本システムで主に注目している負荷周波数制御により対応可能な変動周期の部分を抑制するためには、サンプリング期間を負荷周波数制御で対応する変動周期以上、特にＴ１〜Ｔ２の後半付近（長周期付近）からＴ１以上の範囲の期間とすることが好ましいことがわかる。たとえば、図６の例では２０分以上のサンプリング期間とすることにより、負荷周波数制御で対応する変動周期の殆どを抑制することができることがわかる。ただし、サンプリング期間を長くすると、必要な蓄電池容量が大きくなる傾向があり、Ｔ１よりもあまり長くないサンプリング期間を選択することが好ましい。
【００６６】
（第２実施形態）
次に、図７および図８を参照して、本発明の第２実施形態による発電システムについて説明する。
【００６７】
雲の無い快晴時は、雲の影響による日射量の変動がほとんどないため、発電装置２の発電量の変化量は小さい。また、雨天時は、日射量の変動はあるが日射量自体が非常に小さいため、発電装置２の発電量が小さくなり、発電量の変化量も小さくなる。そのため、快晴時および雨天時は、充放電制御部５による蓄電池３１の充放電制御を行わなくとも、電力系統５０へ与える影響は非常に小さい。
【００６８】
第２実施形態では、常時充放電制御を行う第１実施形態とは異なり、快晴時および雨天時以外の場合にのみ、蓄電装置３の充放電制御を行う例について説明する。なお、第２実施形態による発電システム１の構成は、充放電制御部５の制御内容以外については第１実施形態と同様である。
【００６９】
第２実施形態では、充放電制御部５は、充放電制御を常に行うわけではなく、特定の条件を満たした時にのみ充放電制御を行う。具体的には、充放電制御部５は、発電装置２の発電量をそのまま電力系統５０に出力すると電力系統５０への悪影響が大きい場合、すなわち、発電装置２の発電量が所定の発電量（以下、「制御開始発電量」と呼ぶ）以上で、かつ、発電装置２の発電量の変化量が所定の変化量（以下、「制御開始変化量」と呼ぶ）以上である場合にのみ充放電制御を行う。制御開始発電量は、たとえば雨天時の発電量よりも多い発電量であり、発電装置２の定格出力の１０％に設定することができる。また、制御開始変化量は、たとえば快晴時（雲が殆どない晴天）の昼間の時間帯における検出時間間隔毎の最大変化量よりも多い変化量であり、変化前の発電量の５％と設定することができる。また、発電量の変化量は、所定の検出時間間隔毎に検出される発電装置２の発電量の連続する２つの発電量データの差分を算出することにより取得される。なお、上記の具体的な数値は、検出時間間隔を変えた場合には、その検出時間間隔に応じて制御開始発電量および制御開始変化量を設定する必要がある。
【００７０】
充放電制御部５は、発電装置２の発電量が制御開始発電量未満の状態から制御開始発電量以上の状態になった場合に、発電装置２の発電量の変化量の検出を開始する。そして、発電装置２の発電量の変化量が制御開始変化量以上になった時に、はじめて充放電制御を開始する。発電装置２の発電量が制御開始発電量以上になった場合であっても、発電装置２の発電量の変化量が制御開始変化量を超えない場合には充放電制御は行わない。また、発電装置２の発電量の変化量が制御開始変化量を超えないまま、発電装置２の発電量が制御開始発電量未満になった場合には、発電装置２の発電量の変化量の検出を停止する。
【００７１】
また、充放電制御部５は、発電装置２の発電量の変化量が制御開始変化量以上になった場合であっても、制御開始変化量以上の変化を検出した時点から所定の待機時間内に発電量が変化前の発電量の近傍の値に戻った場合には、電力系統５０に与える悪影響が小さいので、充放電制御を開始しない。
【００７２】
上記所定の待機時間は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期以下の期間であり、好ましくは、図４に示す上限周期Ｔ１以下の期間であり、より好ましくは下限周期Ｔ２以下の期間である。
【００７３】
また、待機時間は検出時間間隔よりも大きく、検出時間間隔の２倍以上（たとえば、検出時間間隔の２倍以上の整数倍）である。また、変化前の発電量の近傍の値とは、具体的には、変化前の発電量に対して微小量だけ大きい上側閾値（たとえば１０１％）と、変化前の発電量に対して微小量だけ小さい下側閾値（たとえば９９％）との間の値である。
【００７４】
上記した点を図８を参照して説明する。発電量Ｐ（−２）から発電量Ｐ（−１）まで急激に発電量が低下した場合に、発電量Ｐ（−１）を検出した時点から待機時間内に発電量Ｐ（−２）の近傍の値まで戻らない場合（上昇しない場合）には、充放電制御を開始する。図８に示した例では待機時間を１分としており、発電量Ｐ（−１）を検出した時点から待機時間内に検出した発電量Ｐ０およびＰ１が発電量Ｐ（−２）の近傍の値ではないので、発電量Ｐ１の検出時点で充放電制御を開始する。なお、発電量Ｐ（−１）の後の待機時間内に発電量Ｐ（−２）の近傍の値Ｒ（下側閾値である発電量Ｐ（−２）の９９％以上の値Ｒ）を検出した場合には、変化前の発電量Ｐ（−２）の近傍の値に戻ったと判断して充放電制御を開始しない。
【００７５】
また、充放電制御部５は、充放電制御を開始した後、一定の制御期間の経過後に充放電制御を停止する。なお、制御期間は、本発明の「所定の期間」の一例である。制御期間は、少なくとも負荷周波数制御で対応する変動周期範囲を基に決定したサンプリング期間以上とし、充放電制御の初期あるいは終期に発電量データ取得期間を短くする手法を取る場合には、少なくともサンプリング期間にデータ取得期間を短くする期間を加えたものが最低の制御期間である。制御期間は短すぎると負荷周波数制御で対応する変動周期範囲の抑制効果が薄くなり、長すぎると充放電回数の頻度が増えることから蓄電池寿命が短くなる傾向にあり、適切な時間を設定する必要がある。
【００７６】
また、平滑化中であっても、発電変化量が所定の値（制御再開始変化量）以上の値となれば、移動平均のためのサンプリングを初期化して、その時刻から移動平均処理を新たに開始する。制御再開始変化量は制御開始変化量よりも大きい値である。
【００７７】
また、充放電制御部５は、制御期間中に、発電装置２の発電量が制御開始発電量未満になった場合には、制御期間の経過前であっても、充放電制御を停止する。
【００７８】
次に、図７および図８を参照して、第２実施形態による発電システムの充放電制御部５による第１目標出力値の算出方法について説明する。第２実施形態では、制御期間は３０分間に設定されている。
【００７９】
まず、図８に示すような発電量変化があると仮定する。なお、図８においては発電量が急激に低下する例を示しているが、発電量が急激に上昇する場合も、以下に説明する第１目標出力値の算出方法は同様である。
【００８０】
発電量の急激な変化があった場合、図７に示すように、充放電制御の初期および終期以外の期間においては、充放電制御部５は、過去１０分のサンプリング期間に含まれる２０個の発電量データの平均値を第１目標出力値として算出する。その一方、充放電制御の初期（充放電制御の開始時から１０分間）および終期（充放電制御の終了予定時までの１０分間）については、充放電制御の初期および終期以外の期間の発電量データのサンプリング期間（１０分、２０個の発電量データ）よりも短い期間の発電量データから第１目標出力値を算出するように構成されている。
【００８１】
具体的には、充放電制御の初期において、充放電制御部５は、充放電制御の開始以降の発電量データ（Ｐ１、Ｐ２…）をメモリ５ｂに順次蓄積していくとともに、発電量データのサンプリング期間を充放電制御の開始時点からの発電量データの蓄積量に応じて徐々に増加させる。すなわち、図７に示すように、ある発電量検出タイミングにおける発電量Ｐ（−２）と、その次の発電量検出タイミングにおける発電量Ｐ（−１）との間に大きな変化が生じ、かつ、待機時間内に発電量Ｐ（−２）の近傍まで発電量が戻らないことが認識されて充放電制御が開始された場合において、充放電制御開始後の１回目の第１目標出力値Ｑ１を、直前に取得した発電量データＰ１そのものとし、２回目の第１目標出力値Ｑ２を、メモリ５ｂに蓄積された２つの発電量データ（直前の２つの発電量データＰ１およびＰ２）の平均とする。３回目の第１目標出力値Ｑ３は、メモリ５ｂに蓄積された３つの発電量データ（直前の３つの発電量データＰ１、Ｐ２およびＰ３）の平均とする。
【００８２】
同様にして、２０回目の第１目標出力値Ｑ２０を、その直前の２０個の発電量データ（Ｐ１〜Ｐ２０）の平均とする。発電量データの蓄積量が２０個に達した時点で、初期から初期および終期以外の期間に移行する。そして、発電量データの蓄積量が２０個に達した後（初期および終期以外の期間）では、２０個の発電量データに基づいて第１目標出力値を算出する。
【００８３】
また、充放電制御の終了時点（終了予定時点）が近づくと、発電量データのサンプリング期間を充放電制御の終了時点（終了予定時点）までの発電量データの取得予定量に応じて徐々に減少させる。なお、終了予定時点は充放電制御の開始（延長の開始）から３０分であるので、発電量データのサンプリング期間を減少させ始める時点は算出可能である。すなわち、充放電制御の終了予定時点の１０分前になった時点で、初期および終期以外の期間から終期に移行するとともに、終期の開始時点から発電量データのサンプリング期間を減少させ始める。
【００８４】
具体的には、充放電制御の終了時点（終了予定時点）の第１目標出力値の算出が制御開始からｎ回目とすると、制御終了前２０回目の第１目標出力値Ｑ（ｎ−１９）を、その直前の２０個の発電量データＰ（ｎ−３８）〜Ｐ（ｎ−１９）の平均とする。制御終了前１９回目の第１目標出力値Ｑ（ｎ−１８）を、その直前の１９個の発電量データＰ（ｎ−３６）〜Ｐ（ｎ−１８）の平均とする。同様にして、制御終了前３回目の第１目標出力値Ｑ（ｎ−２）を、その直前の３個の発電量データＰ（ｎ−４）、Ｐ（ｎ−３）およびＰ（ｎ−２）の平均とする。制御終了前２回目の第１目標出力値Ｑ（ｎ−１）を、その直前の２個の発電量データＰ（ｎ−２）およびＰ（ｎ−１）の平均とする。そして、制御終了直前の第１目標出力値Ｑ（ｎ）は、その直前の発電量データＰ（ｎ）そのままとする。
【００８５】
なお、制御期間中に制御開始変化量以上の発電量の変化を所定回数（第２実施形態では、３回）検出した場合には、充放電制御部５は、制御期間を延長するように構成されている。この延長は、３回目の発電量変化を検出した時点で、新たに３０分の制御期間を設定することにより行われる。制御期間が延長された場合、３回目の検出時点（延長開始時点）から制御開始変化量以上の発電量の変化を新たに３回検出しない場合には、３回目の検出時点（延長開始時点）から３０分後に充放電制御が停止される。３回目の検出時点（延長開始時点）から制御開始変化量以上の発電量の変化を新たに３回検出した場合には、再度３０分延長される。
【００８６】
本実施形態の発電システムは、上述した制御により、以下の効果を得ることができる。
【００８７】
第２実施形態では、発電装置２の発電量が制御開始発電量以上で、かつ、発電装置２の発電量の変化量が制御開始変化量以上である場合に、蓄電手段３の充放電制御を行う。これにより、発電装置２の発電量が制御開始発電量よりも小さい場合や、発電装置２の発電量が制御開始発電量よりも大きくても発電装置２の発電量の変化量が制御開始変化量よりも小さい場合には充放電制御は行われない。その結果、蓄電手段３の充放電回数を減らすことができ、蓄電手段３の長寿命化を図ることができる。また、発電装置２による発電量の変動に起因する電力系統５０への影響を抑制することができる。
【００８８】
また、充放電制御部５は、充放電制御の初期の期間において、充放電制御の初期および終期以外の期間よりも、移動平均の算出に用いる発電量データのサンプリング期間を短くして第１目標出力値を算出している。上記構成により、制御開始変化量以上の急激な発電量の変化が生じた際に充放電制御を開始して充放電制御の開始時点の第１目標出力値を算出する際に、発電量データのサンプリング期間が短く設定されるので、充放電制御開始時の発電量と大きく異なる急激な変化前（充放電制御開始前）の発電量の値が第１目標出力値の算出に用いられてしまうことを抑制することができる。これにより、充放電制御開始時において算出する第１目標出力値と実際の発電量との差を小さくすることができるので、充放電の開始時点の前後で電力系統５０への出力値の変化を小さくすることができるとともに、その差を埋め合わせるための蓄電手段３の充放電量を少なくすることができる。その結果、電力出力部４から電力系統５０に出力される電力量の変動を抑制することができるので、電力系統５０への悪影響を抑制することができるとともに、蓄電手段３の蓄電容量を小さくすることができる。
【００８９】
また、充放電制御部５は、充放電制御の開始から所定の制御期間の経過後に充放電制御を停止している。上記構成により、一定期間のみ充放電制御することにより、充放電制御を停止しない場合に比べて充放電回数を減少することができ、蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。
【００９０】
第２実施形態のその他の効果は、第１実施形態と同様である。
【００９１】
次に、充放電制御を行うことによる電力系統５０への悪影響の軽減効果を検証した結果について説明する。図９には、比較例１、比較例２、実施例１、２および３についてのＦＦＴ解析結果を示している。比較例１は、充放電制御を行わない場合（発電装置２の発電量をそのまま電力系統に出力する場合）の例である。比較例２は、第１実施形態の移動平均法とは異なる一般的な移動平均法による充放電制御を一日中常時行った場合の例である。なお、一般的な移動平均法とは、充放電制御の開始時および終了時においてサンプリング数（サンプリング期間）を減少させる第２実施形態の移動平均法と異なり、充放電制御の開始時および終了時であっても、常に一定のサンプリング数に基づいて目標出力値を算出する制御である。また、実施例１〜３は、第２実施形態と同様に、発電装置２の発電量が定格出力の１０％を超えた場合に発電量の監視を開始し、発電量の変化が変化前の発電量の５％を超え、かつ、待機時間内に発電量が変化前の値の近傍に戻らなかった場合に充放電制御を開始する例である。また、実施例１〜３では、第１実施形態と同様に、充放電制御の開始時および終了時にサンプリング数を減らす充放電制御を行っている。実施例１、２および３は、それぞれ、発電量が変化前の値の近傍に戻るか否かを判断する際の待機時間を０分、１分および２分とした例である。
【００９２】
図９に示すように、比較例２および実施例１〜３は、比較例１に比べてＦＦＴ解析結果のパワースペクトルが減少している。すなわち、比較例２および実施例１〜３では、充放電制御を行わない場合（比較例１）と比べて大きくパワースペクトルが減少している。また、実施例１〜３では、一般的な移動平均法を一日中行った場合（比較例２）と同レベルで出力の平滑化ができていることから、一般的な移動平均法を一日中常時行った場合と同レベルで電力系統５０への悪影響を抑制できていることがわかる。以上のことから、第２実施形態による充放電制御を行うことによって、一般的な移動平均法によって充放電制御を一日中常時行った場合と同様に、電力系統への悪影響を軽減することが可能であることが判明した。
【００９３】
ここで、比較例２および実施例１〜３における蓄電池３１の寿命を簡易的に見積もった結果を以下の表１に示す。ここでは、約２ヶ月間の発電量データに基づいて、比較例２および実施例１〜３のそれぞれの充電量および放電量の総和を求め、その逆数をもって電池寿命の見積もり値とした。また、実施例１〜３の値は、比較例２の値を基準に規格化された値である。
【００９４】
【表１】
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表１に示すように、実施例１〜３では、比較例２に比べて１０％以上の電池寿命の長寿命化が期待できる。また、実施例１に比べて実施例２および３の電池寿命見積もり値が向上している。これは、１分または２分の待機時間を設けたことにより、充放電制御を行う期間が短くなったので、その分、蓄電池３１の充放電回数が少なくなったことが理由であると考えられる。
【００９５】
次に、図１０〜図１８を参照して、本発明の第１実施形態および第２実施形態の効果を検証したシミュレーション結果について説明する。
【００９６】
図１０には、発電装置により発電された電流の時間変動推移（Ｚ１）と、その発電電流に対して第１実施形態の制御により平滑化を行った場合の出力電流の時間変動推移（Ｚ２）と、移動平均法のみにより平滑化を行った場合の出力電流の時間変動推移（Ｚ３）とのシミュレーション結果を示している。（Ｚ１）では出力変動が頻繁に生じている一方、（Ｚ２）および（Ｚ３）では線が滑らかになっており、（Ｚ１）の発電電流の出力変動が平滑化されていることがわかる。また、（Ｚ３）では、午前中は平滑化が十分に行われていないことがわかる。
【００９７】
次に、図１１には、図１０の（Ｚ２）および（Ｚ３）にそれぞれ対応する充電状態（ＳＯＣ、初期値ＳＯＣ（０）＝０．５）の時間変動推移を示している。（Ｚ３）では６時頃から１２時頃まで満充電状態（ＳＯＣ＝１）となっており、６時頃から１２時頃までは充電による平滑化ができない状態となっている。この満充電状態に起因して、図１０の（Ｚ３）において平滑化が十分に行われていない結果となって表れていると考えられる。その一方、（Ｚ２）では、ＳＯＣが０．８となるように充放電を制御しながら平滑化が行われているので、満充電状態または蓄電量が０になることなくＳＯＣが推移している。また、ＳＯＣの変動幅も開始時の直後を除いて約０．７〜約０．８の小さい幅に収まっている。すなわち、（Ｚ２）では蓄電池の容量が小さい場合であっても、ＳＯＣが０（０％）または１（１００％）になってしまう可能性が低いことがわかる。
【００９８】
また、図１２には、図１０の（Ｚ１）、（Ｚ２）および（Ｚ３）にそれぞれ対応する、波数と振幅との関係を示している。なお、波数７２０が変動周期の２分に対応し、波数７２が変動周期の２０分に対応する。一部の長周期波を除いて全体的に（Ｚ２）および（Ｚ３）は（Ｚ１）よりも振幅が小さくなっている。すなわち、一部の長周期成分を除いた広い範囲の出力変動について、（Ｚ２）および（Ｚ３）では平滑化ができていることがわかる。
【００９９】
次に、図１３〜図１５に、晴天と曇天とが交互に表れるような天候を想定した発電装置の出力変動について、図１０〜図１２と同様のシミュレーション結果を示している。図１３に示すように、発電装置により発電された電流の時間変動推移（Ｚ１）に大きな変動があることがわかる。この大きな変動に伴い、図１４に示すように、（Ｚ２）および（Ｚ３）においてＳＯＣの大きな変動があることがわかる。ここで、（Ｚ３）については充電レートおよび放電レートに制限を設けていないので、ＳＯＣの変動幅が非常に大きくなっている。その一方、（Ｚ２）では最大充電レート以上の充電レートによる充電および最大放電レート以上の放電レートによる放電を禁止しているので、ＳＯＣの変動幅が小さいことがわかる。したがって、（Ｚ２）では、（Ｚ３）と比較して平滑化を行う際の蓄電装置にかかる負担が小さくなっていることがわかる。なお、図１５に示すように、図１３のように発電装置の出力の時間変動推移に大きな変動がある場合であっても、一部の長周期波を除いて全体的に（Ｚ２）および（Ｚ３）は（Ｚ１）よりも振幅が小さくなっており、一部の長周期成分を除いた広い範囲の出力変動について、（Ｚ２）および（Ｚ３）では平滑化ができていることがわかる。
【０１００】
次に、図１６〜図１８に、図１３の（Ｚ１）と同じ時間変動推移について、第２実施形態の充放電制御により平滑化を行った場合のシミュレーション結果を示す。図１６の（Ｚ３）は図１３の（Ｚ３）と同じである。第２実施形態の充放電制御により平滑化を行った場合のシミュレーション結果を（Ｚ４）としている。なお、このシミュレーションでは、Ｚ２およびＺ３と同様に、発電量の検出時間間隔を１秒、サンプリング期間を２０分とし、制御再開始変化量を蓄電池３１の容量Ｘと最大充電レートＮｃおよび最大放電レートＮｄとを用いて規定される値（Ｘ×（Ｎｄ＋Ｎｃ）÷２）とするとともに、制御開始変化量を（Ｘ×（Ｎｄ＋Ｎｃ）÷２）／１００としている。
【０１０１】
図１６に示すように、（Ｚ４）でも平滑化を十分に行えていることがわかる。また、図１３の（Ｚ２）において表れていたピークが（Ｚ４）ではなくなっていることがわかる。これは、（Ｚ４）の第２実施形態の充放電制御では、発電電流の大きな変動が生じた場合に、その変動前の発電量データを移動平均のデータとして用いず、変動後の発電量データを用いて目標出力値を算出しているので、大きな変動の直後において実際の発電量と第１目標出力値および第２目標出力値との差が小さくなり、その結果、蓄電装置の充放電量も小さくなったためと考えられる。また、図１７に示すように、図１４の（Ｚ２）で表れていたＳＯＣの急激な変動が（Ｚ４）では少なくなっていることがわかる。特に、図１４において１１時頃および１５時頃に見られたＳＯＣの急激な上昇および下降が、図１７においては見られなくなっている。なお、図１８に示すように、第２実施形態の充放電制御を行う場合であっても、図１５と同様に一部の長周期波を除いて全体的に（Ｚ４）および（Ｚ３）は（Ｚ１）よりも振幅が小さくなっており、一部の長周期成分を除いた広い範囲の出力変動について、（Ｚ４）および（Ｚ３）では平滑化ができていることがわかる。
【０１０２】
なお、今回開示された実施形態および実施例は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した実施形態および実施例の説明ではなく特許請求の範囲によって示され、さらに特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれる。
【０１０３】
たとえば、蓄電池３１の電圧が４８Ｖである例について説明したが、本発明はこれに限らず、４８Ｖ以外の電圧にしてもよい。なお、蓄電池の電圧としては６０Ｖ以下が望ましい。
【０１０４】
また、需要家内で用いる負荷における消費電力量を想定しない場合について説明したが、本発明はこれに限らず、第１目標出力値の算出において、需要家内で用いられる少なくとも一部の負荷で消費する電力量を検出し、その負荷消費電力量あるいは負荷消費電力変動量を加味して第１目標出力値の算出を行ってもよい。
【０１０５】
また、最大放電レートが最大充電レートよりも大きい蓄電装置を用いる例について説明したが、本発明はこれに限らず、最大放電レートが最大充電レートよりも小さい蓄電装置を用いてもよいし、最大放電レートと最大充電レートとが等しい蓄電装置を用いてもよい。
【０１０６】
また、充電継続時間と放電継続時間との差分に応じて第１目標出力値と第２目標出力値との差分を大きくする例について説明したが、本発明はこれに限らず、第１目標出力値と第２目標出力値との差分を一定にしてもよい。
【０１０７】
また、第１目標出力値および第２目標出力値などの充放電制御に関する値の計算を電流値で行う例について説明したが、本発明はこれに限らず、計算を電力値で行ってもよい。
【０１０８】
また、第２実施形態では、充放電制御の開始時（初期）および終了時（終期）の両方でサンプリング期間を短くした例を示したが、本発明はこれに限らず、充放電制御の開始時（初期）および終了時（終期）のいずれか一方のみのサンプリング期間を短くしてもよい。
【０１０９】
また、第２実施形態では、制御開始発電量を発電装置２の定格出力の１０％とたが、本発明はこれに限らず、たとえば、発電装置の定格出力を基準にして決めてもよい。ただし、制御開始発電量の大きさは、制御開始変化量の大きさよりも大きいことが望ましい。
【０１１０】
また、第２実施形態では、待機時間が２分以下である例について説明したが、本発明はこれに限らず、２分以上でもよい。なお、待機時間は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な負荷の変動周期の上限周期Ｔ１以下が好ましく、下限周期Ｔ２以下の期間であることがより好ましい。ただし、電力系統側におけるいわゆるならし効果などの影響により下限周期の値も変化する。また、ならし効果の大きさも、発電システムの普及度および地域分散性などに応じて変化する。
【０１１１】
また、第２実施形態では、変化前の発電量の近傍の値に戻ったと判断するための上側閾値および下側閾値を、それぞれ、変化前の発電量の１０１％および９９％とした例を示したが、本発明はこれに限らず、これらの値以外の値を上側閾値および下側閾値としてもよい。また、上側閾値および下側閾値の値を異ならせずに、同じ値を用いてもよい。たとえば、変化前の発電量と同一の発電量を上側および下側の共通の閾値として用いてもよい。
【０１１２】
また、上側閾値および下側閾値は、制御開始変化量の大きさに対応して変えてもよい。たとえば、制御開始変化量を定格出力の１０％とした場合には、変化前の発電量の２％の範囲となる閾値（上側閾値および下側閾値それぞれ変化前の発電量の１０２％および９８％）に設定してもよい。また、上側閾値および下側閾値は、制御開始変化量の２０％以内とすることが望ましい。
【０１１３】
また、第１および第２実施形態に記載されたサンプリング期間、母線電圧などの具体的な数値についても、本発明はこれに限られず、適宜変更が可能である。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【国際調査報告】
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